- •1. Особенности притока газа к забою газовой скважины.
- •3. Явления обратной конденсации и испарения.
- •17.Методика обработки и интерпритации результатов исследований скважин на нестационарных режимах с целью определения пластового давления и коллекторских свойств пласта.
- •4.Эффект Джоуля-Томпсона. Способы определения дифференциального и интегрального дроссель эффекта
- •8.Конструкция и оборудование скважин при орэ
- •5.Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной колонны, нкт
- •6.Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.
- •10.Конструкция и оборудование скважин для добычи газа в районах многолетнемерзлых пород
- •12.Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины.
- •13. Приборы и аппаратура, применяемые при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин. Глубинные манометры и термометры. Вспомогательное оборудование.
- •23.Технологический режим работы газовых скважин, продуцирующих агрессивные компоненты.
- •14. Исследования пластов и газовых скважин. Общие положения. Об-вязка газовых скважин. Исследования скважин на стационарных режимах и подготовка скважины к исследованиям.
- •15.Технология проведения исследований скважин на стационарных режимах.
- •24.Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита газопромыслового оборудования от коррозии.
- •25.Влагосодержание природных газов. Общая характеристика гидратов, условия образования.
- •26. Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов.
- •27. Образование гидратов в добывающих скважинах и способы их устранения. Особенности эксплуатации добывающих скважин на газогидратных месторождениях.
- •28. Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирования процесса гидратообразования.
- •38. Газоконденсатные исследования скважин.
- •39. Уравнения состояния природных газов
- •32. Определение зоны возможного гидратообразования и безгидратного режима работы газовой скважины.
- •36. Принцип работы газлифта
- •31. Механические методы интенсификации притока (грп, гпсп).
- •22. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режимах работы скважин при разрушении пзп, устойчивость горных пород.
- •35. Солеобразование в добывающих газовых скважинах. Методы удале-ния и предотвращение солеотложений.
- •7. Средства регулирования технологических режимов работы газовой скв-ны (диафрагмы, штуцера, задвижки и т.Д.)
- •11.Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождениях с нефтяными оторочками.
- •9. Оборудование скважин для добычи газа, содержащего агрессивные(кислые) компоненты
- •29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождении.
- •34.Определяющий фактор при установлении технологического режима - подошвенная вода.
38. Газоконденсатные исследования скважин.
Проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений и переработки конденсата. Разработанные методы и действующие инструкции по исследованию на газоконденсатность не позволяют получить качественную информацию при:
низких коллекторских свойствах, обусловливающих значительные депрессии на пласт, длительные периоды стабилизации давления и дебита и ухудшенные условия выноса жидкости с забоя.
использовании существующего на промыслах наземного оборудования в комплексе с малой термостатируемой сепарационной установкой.
наличии в продукции скважины ингибиторов коррозии и гидратообразования.
Требования к скважине: 1) min допустимый дебит (V газа на башмаке 4 м/с); 2) подача газа по НКТ; 3) давление сепарации д. б. <половины рабочего устьевого давления или равно ему; 4) подготовительный период <2 суток; 5) на сепараторе должен быть установлен обратный клапан.
Принципиальная схема обвязки скважины при одноступенчатой сепарации газа.
1 – соединительная линия; 2 – штуцер; 3 – сепаратор; 4 – замерное устройство; 5 – термокарман; 6 – замерные вентили; 7 – сливной кран; 8 – факельная линия.
Продукция скважины направляется по трубам 1 через штуцер 2 в сепаратор 3, где от газа отделяется конденсат. Газ из сепаратора поступает на замерное устройство 4 (ДИКТ), в газопровод или на факел. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, соединенной сливным краном 7 с сепаратором, либо в самом сепараторе. При конденсатных факторах, более 300 см3/м3 замеры проводят, как правило, в открытых резервуарах. Для измерения выхода сырого конденсата в сепараторе (или емкости, соединенной с сепаратором) используют вентили 6.
После продувки и закрытия задвижки, обеспечивающей сброс скопившегося конденсата (в процессе налаживания режима работы установки), приоткрывают нижний кран и закрывают все другие, расположенные выше. Пока уровень скапливающегося конденсата не достигнет крана, из него слабой струёй выходит газ. Как только уровень конденсата достигнет края бобышки и из крана покажутся белые брызги конденсата, кран закрывают и выключают секундомер. Одновременно или спустя некоторое время приоткрывают выше расположенный кран и т. д. Зная объем емкости между нижними и верхними кранами, время накопления конденсата и количество прошедшего за этот период газа, можно определить выход конденсата (см3/м3). В открытом резервуаре выход дегазированного конденсата замеряется стеклянной трубкой с делениями, позволяющей отбивать уровень раздела воды и углеводородного конденсата.
Принципиальная схема обвязки исследовательской аппаратуры и промыслового оборудования при двухступенчатой сепарации газа.
1 – вход от скважины на групповой пункт; 2 – сепаратор I ступени; 3 – теплообменник; 4 – сепаратор II ступени; 5 – исследовательский сепаратор; 6 – малогабаритный термостатируемый сепаратор; 7 – штуцер; 8 – регулируемый штуцер; 9 – капиллярная трубка; 10 – кран для сброса конденсата.
Штуцер 7 в исследовательский сепаратор 5, в котором конденсат отделяется от газа при заданных давлении и температуре. Из исследовательского сепаратора 5 отсепарированный газ через регулируемый штуцер 8 направляется либо через теплообменник 3 (холодный режим), либо непосредственно (горячий режим) в промысловый сепаратор НТС 4 и далее в газосборный коллектор. Конденсат после замера его выхода сливается в резервуар через кран 10. Исследовательская аппаратура (ЛПГ) состоит из большой сепарационной установки (БСУ) 5 и малогабаритного термостатируемого сепаратора 6. Первый сепаратор выполняет роль первой ступени сепарации, а малогабаритный сепаратор — роль II ступени сепарации. Малая термостатируемая установка 6 соединяется с отводящей (отсепарированный газ) трубой большой сепарационной установки 5 с помощью регулируемого вентиля. Охлаждение бани сепаратора и теплого газа в холодильнике проводится с помощью газа высокого давления, отбираемого из входной трубы большого сепаратора (до штуцера) и редуцируемого до атмосферного давления. Низкие температуры получают за счет расширения газа высокого давления. После установления в сепараторе намеченной температуры и давления продувают газом сборник конденсата и приступают к опыту.
Сырой конденсат, скапливающийся в нижней части термостатируемого сепаратора, замеряют при помощи либо кранов, либо смотрового стекла.
По количеству прошедшего через счетчик газа и скопившегося в сборнике конденсата определяют количество конденсата (см3/м3).